¿El retorno de los Big Oil?

Underwhelming. Eso resume bastante bien el rendimiento de las reservas de petróleo de las grandes capitalizadas como BP, Shell y Total en la última década. Ellos sufrieron una desagradable caída de rating y vieron los precios de sus acciones muy por debajo del precio del petróleo. Las razones fueron sus bajos rendimientos bien documentados: aumento de la competencia mundial por los recursos (en particular de las compañías petroleras nacionales), el declive de las tasas de producción en campos maduros, el aumento de costos e impuestos implementados desde los gobiernos anfitriones.

Pero hay signos de que las "Big Oil" están empezando a abordar algunos de los temas que persiguieron durante los últimos 10 años y hay razones para pensar que sector podría mejorar su performance. Un tema clave que emerge de los recientes resultados de la temporada es el aumento de inversión en perforación, dijo el analista Theepan Jothilinham de Morgan Stanley. "La intención de aumentar los gastos de exploración y tomar más perforación de alto impacto es evidente en todo el grupo". BP duplica el gasto de exploración durante los próximos años y ha firmado acuerdos de exploración con Rosneft y la india Reliance Industries.

Total pagará 4 mil millones de dólares para una participación minoritaria en el mayor productor independiente de gas natural ruso y su gran proyecto del Ártico, en otra señal de que Rusia está abriendo su lucrativo sector de energía para los inversores extranjeros[1]. Total tendrá una participación del 20% en el proyecto gasista internacional Yamal LNG valorado en 20.000 millones de dólares y que tiene como socio principal a la rusa Novatek. El proyecto Yamal LNG prevé la explotación del yacimiento de gas condensado Tambei-Sur y la construcción de una planta de licuefacción de gas en la península de Yamal, en el noroeste de Siberia, con una capacidad de producción de hasta 15 millones de toneladas de gas natural licuado y hasta un millones de toneladas de gas condensado.

Según la clasificación rusa, las reservas del yacimiento para 2008 ascendían a 1,256 billones de metros cúbicos. Según la clasificación internacional, se sitúan en 418.000 millones de metros cúbicos de gas y 15.000 millones de metros cúbicos de gas condensado.

Queda mucho por hacer para lograr una nueva calificación pero las "Big Oil" parecen haber captado el mensaje que no pueden permitirse perder la próxima cuenca de Santos -el gigante petrolero de las costas brasileñas. Desafortunadamente, un cambio decisivo en el éxito de perforación llevará su tiempo y las petroleras seguirán a la zaga a los precios del petróleo durante algún tiempo.

Además de los problemas mencionaos anteriormente, los analistas dicen que el escepticismo se refleja en el precio del Brent, pues si se mantiene en su nivel actual de 115-120 dólares por barril, ya sea por las tensiones en Medio Oriente u otros factores podría provocar otra recesión y la caída de la demanda petrolera.

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[1] The Wall Street Journal, “Total Acquires a Russian Stake”, (4/3)

Sector eléctrico chileno. Sequía y costos de generación

*El país pretende crecer al 7%; el cobre sube como espuma y las mineras anuncian aumentos históricos en su producción; el empleo, al 92%; el chileno consume como nunca; las acciones del retail en las nubes; los pronósticos de venta de autos nuevos anticipan su mejor año, y todo como si se moviera por inercia. Pero la realidad es otra. Para continuar con este ritmo de crecimiento y consumo se necesita energía, y no poca. Cálculos conservadores estiman que a este ritmo necesitamos un aumento de 600 megawatts al año. En palabras simples, casi un Ralco cada dos meses.

            Racionamiento preventivo. Lo que faculta al gobierno chileno a tomar medidas que eviten cortes de luz y tiene vigencia hasta el 31 de agosto de este año. En Chile existe un déficit de generación eléctrica previsto para el próximo semestre, así como las escasas precipitaciones registradas en 2010, el agotamiento del Embalse Rapel  (en su menor nivel de los últimos 10 años están los principales embalses del país) y la posibilidad de que este eventual déficit se intensifique de producirse fallas prolongadas en las centrales eléctricas, lo que podría afectar el abastecimiento a los usuarios.[1] Este problema profundiza particularmente la situación de abastecimiento en las localidades de las regiones de Valparaíso, O'Higgins y Metropolitana.

            Desde el término de la interconexión con Argentina, el país ha sido incapaz de diversificar apropiadamente su matriz energética. El agua sigue siendo una fuente importante de generación, pero las plantas están concentradas en la zona central, que frecuentemente se ve afectada por las sequías. Por cierto, su ubicación histórica en esta área geográfica no es casual, pues significa recorrer menor distancia hasta los clientes finales, solución que resulta la más eficiente. Pero también existe cada vez más resistencia a instalar plantas hidroeléctricas, actitud que se extiende hacia otras fuentes, a resultas de una creciente visión crítica de todo desarrollo energético.

La fortaleza de la matriz energética de Chile ha vuelto a ponerse en duda con el fenómeno de La Niña, caracterizado por temperaturas frías, que este año se ha manifestado con la mayor intensidad desde 1975 y trajo una grave sequía. Los montos de energía  de afluentes asociados para el primer cuatrimestre de este año hidrológico se estiman en 4300 GWh y  para el período 1968-1969 esa cifra correspondió a 3670 GWh, ambas cifras muy lejanas a lo observado en  un año normal que equivale  a  7400 GWh.

 Un problema adicional son las líneas de transmisión, que no tienen capacidad para transportar toda la energía que requiere la demanda de la Región Metropolitana.  El suministro depende de la central térmica de ciclo combinado Nueva Renca, de AES Gener. Si falla en las horas de mayor demanda, habrá cortes. Hay una cuantificación del 40% de posibilidades reales de que haya apagones. La situación más crítica se va a producir en invierno (junio y julio en especial), cuando se llega a los peak de demanda[2]

En este escenario, el GNL ha ganado relevancia en la generación de electricidad  (alcanzó el 25% el mes pasado, desde 0 en 2008) frente al diesel, pero su rol podría verse limitad por problemas de costos e infraestructura. Si las menguantes condiciones de las reservas hídricas se mantienen, el gas seguirá aportando uno de cada cuatro vatios consumidos en el primer semestre de 2011.Pero hasta ahí podría llegar. La limitada capacidad de las terminales y los costosos contratos para sufragar la inversión en GNL podrían obstaculizar la competitividad del combustible.

            La generadora Colbún asegura que el mayor uso de gas natural en lugar de diesel le permitió disminuir en 30% sus costos marginales de producción el año pasado, pero aún no ha renovado el contrato más allá de mayo de 2011, en vista de que los precios del GNL subirían. En tanto, la generación por diesel, que fue el combustible líder durante la crisis energética 2007-2008 ha visto retroceder su posición a sólo un 5% actual desde el 20% que ostentaba en 2008. Con el gas, se limitarían las compras de diesel en el primer semestre –que usualmente se duplican en los meses más secos a 140.000 barriles por día-.

El apetito chileno contribuye a una mayor demanda de GNL en Sudamérica, con importaciones regionales rozando niveles récord en el 2011, mientras nuevos terminales entran en operación. Las importaciones de GNL de Chile durante 2010 representaron el 41% del total de compras de ese combustible en la región, frente al 26% en el 2009, por la entrada de dos nuevos terminales, según la consultora estadounidense Waterborne Energy. Aunque muchas empresas compraron generadores diesel de emergencia tras el terremoto que golpeó en el 2010 el centro-sur de Chile, el diesel no generará más del 10% del total de electricidad.

Entre los requerimientos del racionamiento fue necesario bajar la demanda en 5% para resguardar la operación del sistema eléctrico. Un ahorro significativo puede provenir de la reducción del voltaje entre 5 y 10%. Con esa sola ejecución de esta medida, el gobierno chileno logrará rebajar en más de la mitad la meta propuesta[3]. La reducción de tensión en el suministro en zonas urbanas de hasta 10% bajo lo normal, y en zonas rurales de hasta 12,5%, tras iniciar un análisis técnico de los perfiles de voltajes de los 500 alimentadores que componen su red de distribución[4]. La rebaja en el voltaje implicaría una caída de 2% en la demanda eléctrica del SIC, que va desde Taltal a Chiloé.

Un impacto en el costo de producir energía generará la aplicación del decreto de racionamiento preventivo. Aunque el alza del costo de la energía afectará el gasto de las empresas (grandes clientes), descartan que ese mayor precio de generación se traspase a las cuentas de luz que pagan los hogares en Chile[5]. No habrá un efecto en las tarifas porque en 2011 hay pocos contratos de las distribuidoras indexados al costo marginal.

El costo de la energía este año subirá a entre 250 y 260 dólares/MW por hora. La proyección es 20% mayor al actual promedio que registra el Sistema Interconectado Central. En febrero, el valor de la energía llega a 215 dólares/MW por hora. Tal precio se da porque ya está ingresando generación con diesel, fuente cara. No obstante, si bien añaden que hasta mayo habrá un alza de 20% a las empresas, los costos caerán en invierno, cuando repunte la generación con agua.

Respecto del escenario de precios de 2008, existen diferencias. Ese año, el gobierno de Michelle Bachelet también emitió un decreto de racionamiento preventivo y en marzo por la falta de agua, gas natural y diesel los costos marginales promediaron 380 dólares por MW.

            Otro aspecto es la mejor administración del agua de los embalses, de tal forma que no se gasten los recursos hídricos. Si la situación de la sequía persiste, se espera guardar esos recursos hasta mediados de año. Mientras, se usará toda la capacidad térmica que tiene el sistema, lo que implicará un aumento en los costos en los meses previos al invierno. Luego, cuando se use el agua bajarán.  La tercera medida implica establecer incentivos a los generadores para que compensen a los clientes que ahorren energía. El decreto establece que por cada kilowatt-hora (KWh) de déficit que efectivamente afecte a los usuarios, éstos recibirán $196,8. En la crisis anterior, cuando la falta de generación tuvo al sistema al borde de llegar al racionamiento efectivo, las compensaciones se fijaron en $147,2 por KWh. Hoy, por ejemplo, la tarifa residencial de Chilectra es de $81 por KWh. Este costo debe ser asumido por las generadoras del SIC, mientras que las empresas de distribución esperan el mandato de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para aplicar la baja del voltaje.[6] En la anterior crisis, cuando se aplicó baja de voltaje y una campaña de ahorro, la demanda eléctrica cayó 3% en el primer semestre de 2008[7].

El 60% del consumo eléctrico del SIC corresponde a clientes regulados, entre ellos, los residenciales y comerciales. El resto son industriales. 4,4% fue la caída que registró la demanda eléctrica del SIC en 2008, cuando, además de una campaña de  comunicación y de recambio de ampolletas, se firmó un decreto de racionamiento, que permitió reducir el voltaje y ofrecer premios por reducción de consumo. Las zonas de congestión del sistema se concentran en el Norte Chico, más que en el sector sur del SIC. Esto podría traer problemas en el ingreso de nuevos proyectos. Eventualmente, algunos proyecto de demanda van a tener que postergarse mientras no se amplíe la capacidad de transmisión.

Necesidad de inversión en líneas de transmisión

A raíz de otros períodos de racionamiento, se aumentó la capacidad de generación eléctrica, pero no se reforzó la línea de transmisión. El análisis apunta a que el cambio en la generación produce cambios en los flujos de energía. Hoy no hay un sistema de transmisión robusto que permita soportar el cambio de sentido de estos flujos.

Las señales de la necesidad de robustecer el sistema de transmisión se venían dando desde hace varios años, pero los episodios como el terremoto de febrero de 2010 y los reiterados apagones que han afectado al país (hace unos años no se consideró que era económicamente conveniente invertir en reforzar las líneas). El sistema de transmisión está pensado para que en situaciones normales pueda transferir energía requerida en el 90% de los casos. No está pensado para situaciones extremas. Por lo tanto, la definición de qué líneas expandir sigue esa lógica. En los últimos siete años hubo una sub-inversión para potenciar la red eléctrica. Entre 2004 y 2010 se invirtieron cerca de 600 millones de dólares en transmisión. Esto es menos de 100 millones de dólares por año y la recomendación actual ronda la inversión en 900 millones de dólares.

Tres son los factores que están atrasando la construcción de las líneas de transmisión: los permisos ambientales, la concesión eléctrica definitiva y la planificación de las obras. En la última propuesta del plan de transmisión del gobierno se extienden los plazos de construcción, pasando de 30 a 60 meses. Hoy en Chile demora más hacer una línea de una transmisión que una central.

Desde mediados de la década pasada, el desarrollo de las líneas de transmisión sigue un esquema de planificación centralizada. Antes eran los privados quienes definían qué líneas se tenían que desarrollar. Cada cuatro años, la CNE realiza un estudio de expansión del sistema de transmisión troncal, que incluye obras para los próximos cuatro años. El documento represente situaciones promedios y no las situaciones extremas, e incluyen las últimas 40 hidrologías, de las cuales se hace un promedio y sobre la base de eso se definen los requerimientos de transmisión[8].

El Plan de Expansión, hecho público en diciembre del año pasado, contiene un total de 21 obras, cuya inversión asciende a un total aproximado de 877 millones de dólares, de las cuales 13 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 75 millones de dólares, y 8 obras nuevas, por un total de 802 millones de dólares. Se estima que las obras contenidas en el presente Plan iniciarían su construcción durante el segundo semestre de 2011, y su puesta en servicio se llevará a cabo, a más tardar durante el segundo semestre de 2016, dependiendo de la envergadura del proyecto.

Ampliación de generación renovable en el sector minero

            La mayoría de la minería chilena está vinculada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que no está relacionado con el Sistema Interconectado Central (SIC). Por ello tiene capacidad suficiente para las necesidades del sector por un par de años todavía[9]. Aun así, el sector minero busca aprovechar la bonanza actual y requiere recursos energéticos para operar con continuidad. El sector, que consume un tercio de la energía del país, tiene los medios y las razones para buscar costos estableces con nuevas tecnologías en momentos que el precio del cobre está por las nubes. La minera estatal Codelco comprometió 700 millones de dólares en un campo eólico de 250 megawatts, la más grande de Latinoamérica. Collahuasi –la tercera mayor mina de cobre del mundo, controlada por Anglo American y Xstrata- explora oportunidades en energía geotérmica para aprovechar la inmensa actividad volcánica de Chile[10].

En general, en Chile se construyen o están programados unos 23 parques eólicos. Actualmente el país cuenta con 167 MW eólicos de capacidad instalada y hay proyectos importantes equivalentes a 1.500 MW que debieran desarrollarse en el corto plazo. El parque eólico Monte Redondo inició sus operaciones en 2009 y en total esta iniciativa demandó una inversión de 123 millones de dólares, que se suma a los parques eólicos Canela 1 y 2 (78,15 MW) de Endesa Chile y Totoral (46 MW) de Norwind. En la segunda semana de febrero se inauguró la segunda y última etapa de Monte Redondo, construido por el grupo de energía belga-francés GDF Suez y que permitirá dar electricidad a 74.000 hogares. La energía eólico permitirá reducir las emisiones de gases con efecto invernadero en unas 68.000 toneladas de CO2 al año, equivalente a sacar 15.000 autos de las calles.

Y existe un nuevo foco para el desarrollo de la energía solar. Una cartera por casi 1.300 millones de dólares –pese a sus altos costos- ya estaría dando un primer soporte ante la actual incertidumbre[11]. En total son siete los proyectos que ya se alzan como los impulsores de este próximo auge solar. Dos de ellos, Calama Solar 1 y Calama Solar 2, de la española Solarpack en la II Región, ya cuentan con la aprobación de la autoridad ambiental. El resto de los proyectos se encuentran aún en calificación, aunque según proyecta el sector, se espera que su construcción no demore más allá del término de la década, como máximo. Los costos de inversión en la solar fotovoltaica han bajado y, por lo tanto, el precio de la energía (PPA) que requieren estos proyectos para ser viables se ha reducido.

Un proyecto solar en el norte de Chile fácilmente puede alcanzar costos de inversión de 4 millones por MW, con factores de planta del orden de 35%, lo que implicaría un PPA cercano a 140 dólares por MWh. Por este motivo, desde ya comparada con fuentes de generación diesel (con costos sobre los 200 dólares por MWh), sería una opción rentable si se hace pensando en desplazarla.

Después de un período de operación, no utilizan combustible, por lo tanto despachan energía al sistema a costo marginal cero. Al sistema le interesa mucho que los costos marginales bajen, porque muchos de los contratos que tienen las mineral están indexados al costo marginal, entonces en la medidas en que se empiece a poner una proporción importante de energías renovables, se logra que el sistema baje en promedio sus costos marginales, lo que hace bajar el costo de operación de todo el sistema en su conjunto. Sin embargo, si Chile se recupera rápidamente de su estrechez energética, como ocurrirá a mediados de año (ver más arriba), las renovables pueden quedar con precios fuera del mercado.

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[1] Portal Sustentable, “Expertos prevén suministro eléctrico ajustado para 2011”, (Febrero 2011)

[2] La Tercera, “Laurence Golborne y la crisis eléctrica: "La situación más complicada será en junio y julio" , (13/2)

[3] La Tercera, “Gobierno emite decreto de racionamiento preventivo para evitar apagones”, (10/2)  

[4] El Mercurio, “Empresas e instituciones buscan reducir consumo de energía hasta en 50%”, (21/2)  

[5] La Tercera, “Decreto preventivo subirá costo de la energía, pero no impactará en cuentas”, (11/2)

[6] El Mercurio, “Gobierno admite que crisis eléctrica es más profunda en tres regiones del país”, (18/2)

[7] El Mercurio, “Baja de voltaje aportaría casi la mitad de la reducción de consumo energético”, (19/2)

[8]http://www.cne.cl/cnewww/opencms/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_Proceso_de_Tarificacion_Troncal/Primer_Proceso/Revision_Expansion_Troncal_2010-2011.html

 

[9] El Mercurio, “Golborne asegura que plan de ahorro de energía no afectará a empresas mineras”, (14/2)  

[10] Reuters, “Costly Chile power may jolt renewable energy”, (10/2)  

[11] Diario Financiero, “Boom de centrales eléctricas con energía solar ya involucra casi US$ 1.300 millones en Chile”, (15/2)

Análisis del mercado de combustibles en Chile

En línea con el repunte que evidencia la economía chilena, la venta de gasolinas también vive un escenario de recuperación. En parte, ayudado por las ventas históricas de la industria automotriz. Pese al efecto que tuvo el terremoto, el año 2010 tuvo una reactivación económica importante en el rubro de la gasolina. En los últimos años, el mercado venía registrando una expansión más bien plana.

La distribución directa de combustibles a grandes clientes es un área altamente disputada por los operadores del sector. Y los números lo ratifican. De acuerdo con las cifras del Ministerio de Energía chileno al cierre de 2009, este canal de consumo representa el 48% de las ventas totales de combustibles líquidos, con lo cual supera incluso a las estaciones de servicio minorista, que se llevan el 35% de la torta. El transporte, en tanto, tiene la tercera ubicación, con el 10% de las ventas, mientras que el 6% corresponde a abastecimiento marítimo nacional e internacional. En esta última Copec, Petrobras y Terpel han desplegado su más reciente batalla.

             Vientos de cambio se vienen para el negocio de los combustibles. La petrolera estatal chilena Enap se plantea la alternativa de entrar en la distribución de combustibles. Con un 49% la chilena es minoritaria en esta sociedad que controlan los Romero y que nació en 2004, cuando juntas compraron las 165 estaciones de Shell en Perú. Esta operación marcó la primera experiencia de integración vertical de la chilena. En 2005 ampliaron su presencia a Ecuador, también comprándole a Shell.[1]

Hoy la firma estatal explora y produce petróleo en una baja escala y su fuerte es la refinación, área de baja rentabilidad. Crecer en el sector de distribución a través de la compra de Terpel o de Shell en Chile es una opción[2]. Así la estatal está siguiendo la nueva orientación estratégica que el Gobierno chileno quiere darle y que considera su integración en toda la cadena de los hidrocarburos.

            La posibilidad más clara es Shell. La estatal hizo una oferta vinculante en sociedad con Primax del Grupo Romero, asociadas a una empresa del grupo Saieh. El negocio se cerraría posiblemente en marzo y el precio bordearía los 500 millones de dólares. Quienes critican la incorporación de Enap a este segmento del negocio argumentan que esto viola el principio de subsidiariedad, que establece que el Estado y sus empresas sólo deben ingresar a operaciones donde los privados no son eficientes o es necesaria una mayor competencia.

Otro de los interesados en adquirir los activos de la angloholandesa es el grupo Luksic. Este grupo es el único de los tres grandes conglomerados locales que no tienen presencia en el rubro energético, aunque antes fue accionista minoritario de Endesa. Los Matte controlan la eléctrica Colbún y los Angelini tienen Copec, el mayor distribuidor de combustible local, con una participación superior al 60%, además de una participación minoritaria en Colbún y en Guacolda, con Gener y Von Appen.

La multinacional Shell tiene más de 300 estaciones de servicios, gran parte de ellas en la Región Metropolitana y en zonas urbanas. Está dejando el país, porque desea concentrarse en regiones con mayor crecimiento y mercados de mayor tamaño, como los que existen en Asia.

            En 2008, la brasileña Petrobras ingresó al mercado chileno a través de la compra de la red de estaciones de servicios de ESSO. La compañía pagó 400 millones de dólares en una operación que comprendió a las 230 estaciones que la estadounidense tenía en Chile. A mediados de enero inició sus operaciones en el Norte Grande del país[3]. Petrobras completa una red de nueve estaciones de servicio en la Región de Antofagasta, seis en la capital regional y tres en Calama. Este año, además, contempla la construcción de nuevas estaciones de servicio en estas mismas ciudades, junto a otras localidades como Mejillones y Tal Tal, entre otras.

En 2007, Repsol YPF dejó el mercado chileno de combustibles. La colombiana Terpel compró la red de 206 estaciones, en 210 millones de dólares.  Esos activos ahora están nuevamente a la venta. Copec, empresa controlada por el grupo Angelini, compró a la colombiana y se desprenderá de Terpel Chile.

Incremento de la participación del GNL en la generación eléctrica

A pesar de noviembre pasado, según datos de Bice Inversiones, este combustible está aportando entre el 22% y 26% de la generación eléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde Taltal a Chiloé y que abastece a más del 93% de la población chilena. Desde mediados de la década pasada que no se veía esta tendencia. El gas natural redujo significativamente su presencia cuando Argentina recortó los envíos a Chile, en 2004, porque no tenía producción suficiente para abastecer el mercado interno y de exportación.

            Ahora, en medio del fenómeno de “La Niña” –responsable de una manifiesta sequía en el país y de fuertes déficit en los embalses-, la generación térmica vuelve a apuntalar el suministro eléctrico. El uso del gas se debe a una mayor disponibilidad y un menor costo respecto del petróleo. Si bien el GNL es más barato que el diesel, es más caro que el agua o el carbón. Chile paga altos precios por él, entre 11 y 13 dólares por millón de BTU, respecto de los 3.5 dólares en Estados Unidos, producto del boom del gas shale.

Pero a diferencia de años anteriores, las mayores empresas: Endesa, Colbún y AES Gener, casi no está recurriendo al diesel, que a agosto de 2010 llegó a ser 22% de la matriz total. Endesa opera con GNL en San Isidro I y II. A su vez, Enap Refinerías estableció un contrato con Colbún para abastecer de gas al complejo Nehuenco, que comenzó a operar formalmente el pasado primero de enero. Colbún reconoce oficialmente que por usar GNL ha logrado bajar un 30% su costo marginal de generación.

Por su parte, Metrogas suscribió un acuerdo con AES Gener para el primer trimestre, que permite abastecer a la central Nueva Renca y existe intención de extenderlo.

            Así, en enero, el Terminal de GNL ha operado con un promedio de 8,2 millones de m3/día y ha llegado a 9,5 millones de m3/día, muy cerca de su capacidad máxima. Además, a través del gasoducto GasAndes, Argentina está inyectando en enero un promedio de 500 mil metros cúbicos diarios de gas al sistema y parte de ese volumen se ha usado para la generación eléctrica. En enero hay más de 10 unidades trabajando con gas y las estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indican que la presencia del GNL seguirá siendo importante hasta mayo o junio, cuando las lluvias comiencen a inclinar la matriz energética hacia la hidroelectricidad.

Un 3,5% de alza experimentó la generación eléctrica del SIC durante el 2010, de acuerdo con cifras de Banchile y basadas en información del Centro de Despacho económico de Carga del SIC (CDEC-SIC), lo que equivale a 43.226 GWh. Según el informe, los datos de los últimos meses de 2010 reflejan la recuperación de la actividad durante el segundo semestre del año pasado. En cuanto al mix de generación del SIC durante el año, un 49,2% correspondió a hidroelectricidad y sigue destacando el menor uso de diésel, compensado por el mayor despacho con gas natural (GN) y gas natural licuado (GNL) y carbón. Aunque de menor impacto, es significativa el alza del aporte eólico el que alcanzó los 255 GWh, con lo cual las energías renovables no convencionales (ERNC) realizaron un aporte de 0,8% a la generación del SIC.

De acuerdo a datos disponibles de la Dirección General de Aguas (DGA), el volumen de los embalses -cuyo uso principal es la generación eléctrica- llegó a 4.772 millones de metros cúbicos en diciembre, lo que muestra una caída de 2,8% y un déficit de 25,8% respecto del año anterior. Las cifras evidencian una hidrología más seca durante 2010, lo que llevó al mínimo (desde 1999) el aporte de la generación hidroeléctrica al mix del sistema, señala el informe.

Durante 2010 los costos marginales de generación (CMg) promediaron 138 dólares por MWh, evidenciando un avance de 32,6%, que estaría relacionado a un mayor valor del petróleo (+28,6% a/a hasta 79,4 dólares por barril), moderado por un menor aporte del diesel a la matriz durante este año. Respecto a la generación en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), los datos indican que ésta acumuló 15.086 GWh, mostrando una leve alza de 1,2%, con un mix de generación compuesto en un 57,9% por carbón, 26,8% GN y 15,0% diesel. Los costos marginales en el acumulado anual alcanzaron los 122 dólares por MWh, lo que equivale a un incremento de 9,3% respecto de 2009.

 

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[1] El Mercurio, “Enap y grupo peruano Romero se asocian con Saieh para ir por los activos de Shell en Chile”, (27/1)

[2] La Tercera, “Gobierno acelera plan estratégico de Enap para el primer semestre”, (16/1)

[3] Diario Financiero, “Petrobras Chile comenzó a operar en el norte grande del país”, (11/1)

Los relatos del malestar alimentario

La historia se encargará de definir, con sus indomables zigzagueos, la concreta influencia que existe por la subida de los precios de los alimentos, detrás de las convulsiones que llevaron a las recientes caída de poder en Tunez y en Egipto (más el efecto dominó permanente). Paréntesis (Cuando el 40% de su población egipcia vive con menos de dos dólares por día es difícil no ver los alimentos como un lujo), Lo mismo, las manifestaciones en Argelia y otros países del norte de África y de Medio Oriente, que viven días difíciles en las calles reclamando el fin de la pobreza, lo que significa básicamente el acceso a los bienes de consumo básicos. A su vez, la inestabilidad geopolítica producida por esas tensiones contribuyen a la volatilidad y encarecimiento en los precios de otras materias primas minerales y, desde luego, de los precios de crudo y del gas.

Y esto no es patrimonio exclusivo de las naciones árabes. Los disturbios por temas alimentarios también se despliegan por el mundo en desarrollo, obteniendo distintas clases de efectos. Bangladesh e Indonesia tienen pedidos record de arroz. Y China puede unirse pronto a la crispación. Una severa sequía en el norte tiene un impacto desastroso en la cosecha invernal de trigo del país. Esto dejó la tierra sumamente seca para la plantación de primavera. Si China, normalmente autosuficiente en trigo, se hace un importador significativo este año, los precios de los granos podrían crecer aún más[1]. Usted no necesita tener un doctorado en economía para entender que pasa con los precios cuando cada gobierno bajo el sol comienza a almacenar alimentos.

Y el tema es cómo se llegó tan rápidamente a esta situación explosiva. La explicación puede estar en el aumento exponencial del precio de los alimentos. Y los precios dan siempre señales de que algo sucede. Pero ¿cómo se llegó a estos precios y qué razones están por detrás de estas subidas galopantes? ¿Estamos ante una situación coyuntural o esta es una situación con la cual la humanidad tendrá que habituarse a vivir?

            Los precios de los alimentos llevaban varias décadas en un suave declive, hasta principios del siglo XXI. Después de la crisis de precios en 2008, mucho se discutió sobre la materia y los hechos parecían, inicialmente, dar razón a los que apuntaban hacia la acción conjugada en el capital especulativo y las alteraciones climáticas, que desencadenaron una secuencia de catástrofes atmosféricas y consecuentes malas cosechas[2]. El problema es que, pasados sólo cerca de dos años y medio, la cuestión vuelve al orden del día y todos parecen coincidir en la idea que el alza de los precios es algo estructural y con lo cual la humanidad tendrá que habituarse a lidiar. “Lo que los mercados de materias primas nos están diciendo es que vivimos en un mundo limitado, en que el rápido crecimiento de las economías emergentes está presionando las reservas limitadas, lo que hace aumentar los precios”, alertó el economista Paul Krugman[3]. La tierra disponible no urbanizada en el mundo es finita y económicamente cada vez más escasa. Se ocupa el 100% en cultivos, pastizales para ganadería, ecosistemas naturales que prestan servicios ambientales vitales, y áreas degradadas y en abandono.

            El verdadero problema es que estamos en el umbral de una fase en que la producción de materias primas, designadamente cereales, no llega a cubrir la demanda mundial. Y ¿por qué?  Básicamente porque el rápido desarrollo de las economías emergentes –que coincide con países con vastas poblaciones- hizo aumentar el ingreso e hizo que haya cada vez más gente con acceso a una mejor alimentación. Aquello que puede ser clasificado como la revolución de la proteína, es decir, en numerosas regiones del mundo la tradicional dieta de los tres balones de arroz por día está convirtiéndose en las tres comidas diarias, hasta hace poco un privilegio de los países desarrollados.

            “Una de las causas primarias de las crisis alimentaria es la prosperidad en sí misma”, dijo Don Coxe[4], presidente de una financiera norteamericana conectada con el sector alimentario, en un artículo publicado en The New York Times[5]. Para Kenneth Grassman, profesor de Economías en la Universidad de Nebraska, “el alza actual de los precios de los alimentos refleja el abrupto cambio de un mundo donde la producción de cereales excedía a la demanda por otro donde la capacidad de producción no es la adecuada”. Entre las causas apunta “el rápido desarrollo económico de los países más poblados del mundo, lo que corresponde a un mayor ingreso y un mayor consumo per cápita”[6]. La economía gestiona recursos escasos; a esa velocidad, cada vez más escasos.

            Por su parte, el especialista español Manuel Vázquez alertó en el diario El País que “la división tradicional entre los países desarrollados y en desarrollo ya no es tan significativa”. Los números muestran que “más de la mitad del crecimiento económico a nivel mundial en los últimos 15 años fue generador por los países emergentes y en desarrollo”. Significa esto que “el centro de gravedad de la economía internacional se desplaza rápidamente para Oriente y Sur” –ya hoy las economías de los países que no son miembros de la OCDE representan un 49% del PBI global y, según las previsiones, llegará al 57% ya en 2030.

Para Peter Timmer, esta escasez de suministro contiene el fracaso de los gobiernos por casi más de tres décadas para financiar la investigación agrícola básica, invirtiendo en infraestructura rural, y entrenando a los agricultores minifundistas necesarios para eliminar la frontera de productividad. Sus variables epistemológicas no tienen en cuanta de razones simples, morales y hasta recurrentemente climatológicas: Estados Unidos canalizan más de 100 millones de toneladas de maíz para la producción de etanol, lo suficiente para alimentar a 240 millones de personas. Y así sigue el desacuerdo, mientras los especialistas apuntan hacia un refuerzo de la inversión, mejorando la tecnología y la investigación en búsqueda de ganancias en la producción, otros recuerdan a un tal Thomas Malthus. Un apacible clérigo y matemático que vivió a caballo del siglo XVIII y el XIX, dejó escrito hace más de 200 años lo que se conoce como la maldición maltusiana: “La capacidad del crecimiento de la población es infinitamente mayor que la de la tierra para producir alimento para la humanidad”. El capitalismo industria tendió un puente por encima del abismo demográfico maltusiano: ese peligro se ha evitado durante dos siglos y Malthus ha sido perfectamente olvidado durante años[7].¿Me pregunto lo que esto dice sobre la sostenibilidad de crecimiento?

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[1] The Globe and Mail, “Food: What’s really behind the unrest in Egypt”, (9/2)

[2] The Wall Street Journal, “Failed Policies Lead to Food Shortages”, (22/2)

[3] The New York Times, “Droughts, Floods and Food”, (6/2)

[4] Don Coxe is chairman of Coxe Advisors LLC. He was previously a global portfolio strategist at BMO Capital Markets.

[5] The New York Times, “We Need Protein, Not Biofuels”, (15/2)

[6] The New York Times, “Not Enough Grain”, (15/2)

[7] El País, “Adiós a la comida barata”, (13/2)

El surrealismo de los subsidios a los biocombustibles de maíz

Pocas industrias son más dependientes de los subsidios y los mandatos gubernamentales que los productores de biocombustibles estadounidenses, y ningún estado se ha beneficiado más que Iowa. El etanol ya es el combustible estadounidense más subvencionado. Los subsidios estatales y federales para el etanol costaron el año pasado 5.1 mil millones de dólares, o aproximadamente entre 15.90 a 17 dólares por millón de British Thermal Units, unidad de medida de contenido de energía, según un estudio del Global Subsidies Initiative, un think tank con sede en Suiza. Por comparación, el costo de subsidiar el petróleo y el gas natural está por debajo de los 40 centavos por millón de BTU. Los críticos dicen que no tiene ningún sentido destinar dinero en este tipo de combustible.

La industria quiere miles de millones de dólares en subsidios adicionales, tanto para construir un sistema de distribución, a nivel nacional, para el etanol como para generar una producción de etanol con un nuevo feedstock como los residuos de cosechas, astillas de madera  y otros recursos de planta celulosa. Una de las primeras plantas de etanol celulósico está planeada para situarse en Emmetsburg.

El presupuesto federal apretado genera un desafío para los legisladores para continuar las subvenciones existentes, sin hablar de promulgar nuevos. El subsidio de 51 centavos de dólares para cada galón de etanol costará a los contribuyentes 6.4 mil millones de dólares por año cuando las destilerías -actualmente en construcción en todo el país- impulsen la producción anual a 12.6 mil millones de galones. El Congreso considera la legislación que podría triplicar la producción para 2022 (15 mil millones de galones para 2015 y 36 mil millones de galones para 2022).

La industria de biocombustibles quiere un subsidio adicional de 75 centavos de dólar por galón para cubrir los más altos costos de producción de etanol celulósico. Los proyectos de ley de energía propuestos por los Demócratas en el Congreso proporciona 50 centavos extra por galón. El congreso también considera aumentos en los subsidios y loan guarantees para financiar las facilities de producción. Esas medidas podrían ser parte de una ley de energía o una nueva ley agrícola. El presidente del House Agriculture Committee, Rep. Collin Peterson, demócrata de Minnesota, quiere añadir 2 mil millones de dólares en la ley agrícola para el desarrollo de biocombustibles, pero hasta ahora ha sido incapaz de encontrar la forma de financiarlo.

La industria del etanol quiere ayudar a los trabajadores a entrenarse. La ley introducida por el Rep. Bruce Braley, autorizaría subsidios a los colegios de la comunidad para crear programas de técnicos de biocombustibles. También son necesarias subvenciones para conseguir estaciones de servicio para instalar bombas y tanque necesarios para vender combustible E85, mezcla de 85% de etanol y 15% de gasolina. Conforme a la ley actual, las estaciones pueden conseguir créditos de hasta 30.000 dólares, o 30%, del costo para instalar el equipo.  También hay que considerar una tubería dedicada para distribuir el etanol en todo el país. El etanol no puede ser transportado por tuberías de gasolina porque el alcohol absorberá el agua usada en las tuberías.

La industria europea del etanol de cara a los créditos fiscales estadounidenses

Los productores europeos de etanol alertan que la extensión para 2011 del crédito fiscal norteamericano para la producción del combustible, aprobada en diciembre por el Congreso como parte del paquete de 858 mil millones en reducciones de impuestos, puede llevarlo a presentar una queja comercial ante la Unión Europea. Los productores del continente fracasaron en sus tentativas de bloquear el crédito, pero la extensión sólo se aplica a las ventas para compradores estadounidense y no a las ventas en el exterior[1].

            El crédito fiscal ayudó a impulsar la producción americana de etanol a un nuevo récord. Combinado con el alza del azúcar en Brasil y la escasez de trigo en Europa, el crédito hizo al etanol estadounidense, hecho principalmente de maíz, más barato en el mercado europeo. Los productores estadounidenses afirman que el crecimiento de su producción no depende de los créditos fiscales o de loopholes (lagunas jurídicas). “En el momento, el precio del trigo, está tan alto que simplemente no da para producir un volumen suficiente en Europa”, dijo Chet Perry, director de ITEC Refining and Marketing Ltd, un productor estadounidense de etanol. “Esa es la laguna jurídica, no el crédito fiscal”.

            El etanol estadounidense destinado a la UE es vendido actualmente a 561 dólares el metro cúbico, incluyendo el crédito fiscal, en el Puerto de Houston, comparado a los 705 dólares en Rotterdam, en Holanda, y 770 de dólares en el Puerto de Santos. Esos tres puertos son los principales locales donde se negocia el precio del etanol. El etanol puede ser transportado con varios códigos tarifarios, entonces es difícil compilar datos oficiales. Pero los cargamentos de Estados Unidos a la UE de un tipo de etanol aumentaron de 4.701 toneladas en los primeros nueve meses de 2009 a 26.079 toneladas en el mismo periodo de 2010, según la firma de datos Global Trade Information Services, de Ginebra. “Prevemos que el etanol estadounidense continuará llegando a Europa hasta no tener sentido económico”, dijo Kevin McGeeney, director-presidente de Starsupply Renewables SA, una firma de brokerage suiza que se especializa en fuentes de energía renovable.

            Mientras crece la dependencia estadounidense de petróleo importado, las exportaciones del país de otras formas de combustible están aumentando. En general, las exportaciones de etanol aumentaron a 988,3 millones de litros en los primeros nueve meses de 2010, ante 326,6 millones en el mismo periodo de 2009, principalmente a causa del crédito fiscal, según los operadores. Eso significa que las exportaciones estadounidenses de etanol aumentaron de 228,6 millones de dólares a 691,8 millones de dólares en el periodo citado. Los mayores cargamentos siguieron a Brasil, India y los Emiratos Árabes Unidos.

            La UE, cuya mayoría de los autos consume diesel, usó biodiesel para cumplir con la meta de los liderazgos de la región, que prometieron usar fuentes renovables en un 10% del consumo de combustible de los automóviles hasta 2020. El biodiesel, cuyo mercado en Europa es de cerca de 10 mil millones de dólares por año, es hecho de productos alimenticios como el trigo, la colza y el óleo de palma. En 2009, la UE impuso tarifas anti-dumping para la producción de biodiesel de EE.UU., bajo el argumento que estaba siendo producido abajo del precio gracias a los tax breaks y otros incentivos. Los incentivos tributarios para el biodiesel y el etanol son justificados por la meta de Washington de aumentar un 7% la parte del consumo automotor de combustible procedente de fuentes renovables hasta 2020.

            Desde 1978 que las refinerías norteamericanas añaden etanol a la gasolina reciben un crédito tributario de 0,45 centavos de dólar por galón (3,8 litros), un programa que costó cerca de 5 mil millones de dólares el año pasado. Diecisiete senadores suscribieron una carta en diciembre pidiendo la extinción del crédito. Pero aún continúa disfrutando del sólido apoyo del lobby agrícola y del etanol de Estados Unidos, porque es lucrativo para los productores rurales.

            El combustible etanol tiene un mercado mucho menor que el del biodiesel en la UE, valuado en 2 mil millones de dólares al año, pero está creciendo. La demanda total en 2010 fue calculada en 4,7 mil millones de litros y debe llegar a 12,3 mil millones de litros en 2020. La demanda en Europa es atendida tradicionalmente con el azúcar de remolacha producido domésticamente, con la caña de azúcar brasileña y con el trigo de Rusia y Kazajstán. Pero el alza de la cotización mundial del azúcar y la escasez de trigo a mitad del año pasado cohibieron esas fuentes.

            El personal de la industria de biocombustibles se dice acostumbrado a las turbulencias. “En este negocio, la política siempre es el comodín del juego”, dijo Marc Van Driessche, cuya empresa, GreenDiesel Trading SA, importa etanol estadounidense para Amberes, suministrando gigantes europeos del petróleo como Total y BP. “Es muy difícil prever cualquier cosas con los biocombustibles. Usted nunca sabe donde las cosas van a estar en tres meses”.

Por otra parte, menos de un tercio del biocombustible usado en los caminos británicos contemplan los standards medioambientales gubernamentales con la intención de proteger el suministro de agua, la calidad y los stocks de carbono del suelo. La Renewable Fuel Agency dice que sólo 31% del biocombustible suministrado bajo la iniciativa del gobierno para usar combustible de plantas que ayudan a abordar el cambio climático responden al green standard. Por el restante 69% de biocombustible, los proveedores no pueden decir de donde procede, o no pudieron demostrar que fue producido de un modo sostenible.

En abril de 2008, los proveedores comenzaron a mezclar el biocombustible en todas las provisiones de gasolina y diesel conforme al Renewable Transport Fuel Obligation (RTFO), y por 2009-2010 -el periodo de tiempo de las cifras mencionadas- los biocombustibles responden por el 3.3% de los combustibles británicos de transporte. Los proveedores aseguraban que el 50% de los biocombustibles responden a las normas medioambientales del gobierno, pero esos targets no son fueron encontrados.

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[1] The Wall Street Journal, “European Ethanol Producers' Taxing Issue”, (26/1)

¿Cómo el etanol de maíz puede cumplir con los objetivos estadounidenses?

¿Porqué Estados Unidos, uno de los mayores exportadores agrícolas del mundo, se dedican cada vez más a cultivar maíz para etanol? La tabla más cercana, basada en datos del Department of Agricultura (USDA), muestra una notable tendencia en una década. En 2001, sólo el 7% del maíz estadounidense fue a parar al etanol, o aproximadamente 707 millones de bushels. En 2010, la parte del etanol correspondió a un 39,4%, o casi cinco mil millones de bushels del total de la producción estadounidense de 12.45 mil millones de bushels. Cuatro de cada diez rows de maíz van ahora a producir combustible para autos o camiones estadounidenses, no a alimentos o comidas.[1] Los Angeles Times, es bastante gráfico: "get ready for higher grocery store bills and restaurant checks" (prepárese para las cuentas más altas en los supermercados y de los restaurant). Esta tendencia es el resultado deliberado de una política diseñada para subvencionar al etanol. A mediados de la década pasada el Congreso comenzó a legislar mandatos sobre renovables y muchos estados prohibieron el MTBE, que había competido con el etanol.

El Economic Research Service del USDA espera que los precios de todos los alimentos suban 2 al 3% este año. La suba proyectada viene después de una estabilidad de precios relativos en los últimos años. El índice de todos los alimentos mostró un aumento modesto del 0.8% a partir de 2009 hasta 2010, y una subida solamente del 0.3% en los precios para los consumidores de alimentos en casa, las tasas más bajas de inflación en alimentos vistas en Estados Unidos desde 1962 y 1967, respectivamente[2]. La cadena de comida rápida McDonald advirtió que piensa aumentar el precio de algunos ítems de su menú para compensar los costos crecientes de la carne. Los representantes de la empresa dijeron que el precio promedio del fast-food chain de los ingredientes más usados -como el pollo, el trigo y el queso- podrían aumentar tanto como 2,5% en 2011. Y otros lideres como la compañía de packaged de comida Kraft Foods Inc. y Sara Lee Corp., advirtieron a los consumidores sobre mayores precios para este año.

Los agricultores estadounidenses representan aproximadamente el 39% de la producción de maíz en el mundo y aproximadamente el 16% de esa cosecha es exportada, entonces los stocks de maíz estadounidense pueden influir en el precio mundial. La demanda de los países en desarrollo como China también juega un rol en el crecimiento de los precios, y a nuestro parecer la floja política monetaria de la Reserva Federal estadounidense que aumentó el precio de casi todas las materias primas negociadas en dólares. Pero la reducción del suministro de alimentos procedentes del maíz indudablemente importa. Aproximadamente el 40% de la producción de maíz estadounidense es usado para producir comida para animales. Como el precio del maíz sube, la carne, las aves de corral y otros precios también suben. El squeeze de los precios contribuyó en los últimos tiempos a la bancarrota de empresas como la texana Pilgrim Pride Corp y Townsends Inc., con sede en Delaware, que producía aves de corral.

Este daño coincide con el creciente consenso general de que el etanol no alcanza ninguno de los objetivos políticos presupuestos. Los partidarios del etanol demandan que biocombustible reduce la dependencia estadounidense de petróleo extranjero y proporciona una fuente de energía limpia. Pero el científico de la Universidad Cornell, David Pimentel calcula que si toda la cosecha de maíz fuera dedicada a la producción de etanol, satisfaría sólo el 4% del consumo de petróleo estadounidense. Environmental Protection Agency encontró que la producción de etanol tiene un impacto de mínimo a negativo en el medio ambiente. Incluso Al Gore, alguna vez evangelista del etanol, ahora dice que su apoyo tenía más que ver con la política presidencia en Iowa y admite que el combustible proporciona poco o ningún beneficio ambiental.

Al mismo tiempo que el mundo necesitará más maíz y otros granos, no tiene ningún sentido dedicar tierras de labranza, de por si escasas, para hacer un combustible que existe sólo debido a los subsidios de los contribuyentes. Si los suministros de alimentos son apremiantes y los precios suben, esa política pronta se hará inmoral.

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[1] The Wall Street Journal, “Amber Waves of Ethanol”, (22/1)

[2] Los Angeles Times, “USDA expects food prices to rise 2% to 3% this year”, (26/1)